0 引言
B油田位于哈萨克斯坦南图尔盖盆地阿雷斯库姆凹陷的中南部,整体上为一个带气顶的穹窿背斜构造—岩性油气藏,主要目的层为下白垩统上达乌尔组M02段,埋深范围为900~1 000 m。M02段属于辫状河相沉积,储层以细砂岩和含砾砂岩为主,主要表现为中高孔、中低渗特征。由于辫状河相砂体在纵横向上变化较快,导致地质研究和地震储层预测难度较大,储层展布规律认识不清楚,严重制约了油田的滚动勘探开发进程:
1) 由于辫状河相砂体在纵向上相互叠置、横向上复合连片,砂岩储层测井曲线特征相似度较高,导致地层对比难度大,难以区分不同水道的砂体。
2) 地震合成记录标定难度大。河道复合体顶面和底面均缺乏明显的区域标志层,而且河道复合体内部地震反射特征比较复杂,导致单井标定不确定性大,横向上邻井标定不一致。
3) 由于不同砂体组合模式形成的地震复合波比较复杂,而且上下地层之间存在地震反射干扰,导致地震属性分析多解性很强。
4) 单一的地震反演预测方法难以达到理想的地质效果。由于辫状河相砂体在纵横向上快速变化,导致很难建立符合储层沉积规律的初始地质模型,而且由于复杂地震复合波的干扰和地震资料分辨率的限制,单一的地震反演方法难以准确预测复杂地震反射区的砂体展布特征,也难以对薄砂体进行有效刻画。
目前,在地质研究方面,国内外学者对辫状河沉积进行了深入研究,通过大量的油田实例、野外露头地质剖面分析和现代沉积考察,提出了多种辫状河沉积模式[1,2,3],而且在辫状河储集层领域取得了一系列丰硕的成果,辫状河储集层构型表征的思路和方法日益成熟[4,5,6,7,8,9]。在地震储层预测方面,很多学者利用正演模拟、地层切片、相干属性、地震波形分析、频谱分解等地震属性分析技术和三维可视化技术对河流相砂体进行了半定量分析,研究河道砂体地震响应特征,描述河道砂体的外部形态,划分河流沉积相带,取得了不错的效果[10,11,12,13,14,15,16,17,18,19];然而,对辫状河相砂体进行定量预测的实例相对较少[20]。从以往科研成果和油田实践经验来看,基于地质、地震、测井、钻井和油藏生产动态等资料开展综合研究,优选各种储层预测技术开展综合地震储层预测,是提高预测精度和解决复杂储层预测问题的有效途径。
本次研究针对B油田面临的具体问题,优选了多项适用的储层预测技术,建立了合理的综合地震储层预测技术序列。基于辫状河相储层沉积特征,先后采用了精细地震合成记录标定、地震正演模拟、地震属性分析、常规地震反演以及地质统计学反演等地震储层预测技术,确定了合理的地震层位解释方案,弄清了不同砂层组合模式的地震响应特征,消除了常规地震属性分析存在的多解性,落实了目的层砂体展布特征,并对薄砂体进行了精细刻画,为油田的滚动扩边和剩余油挖潜奠定了坚实的基础。
1 辫状河相砂岩储层综合地震预测
1.1 储层沉积特征
首先结合岩心资料,通过岩性特征、相标志和沉积模式等方面的研究明确了M02段辫状河相垂向沉积序列和沉积微相类型及特征。
M02段平均地层厚度约40 m,可划分为M021和M022两个砂组,以细砂岩、含砾砂岩、粉砂岩和泥岩为主,砂体厚度范围为1.0~19.0 m,主要为中高孔中低渗储层,孔隙以溶蚀孔为主,原生孔次之。层内发育大量紫红色泥岩,是典型氧化环境下的产物,反映了常暴露于水上的沉积环境;砂岩成分成熟度较低,以岩屑砂岩为主,其次为长石岩屑砂岩;结构成熟度中等,以次棱角状为主,分选中等,局部出现含砾砂岩;沉积构造比较发育,常见的沉积构造有平行层理、斜层理、交错层理等。
上达乌尔组M02段为辫状河相沉积,发育河道和河漫滩两个亚相,其中河道亚相砂体最为发育,又可进一步划分为心滩和河道充填两个微相。垂向沉积序列表现为自下而上由粗变细的正韵律结构,最底部为河床滞留沉积,以灰色或灰绿色含泥砾粗砂岩为主,与下伏层呈侵蚀冲刷接触;向上逐渐过渡为心滩和河漫滩微相,心滩以灰色细砂岩和粉细砂岩为主,测井曲线特征表现为箱型和钟型,而河漫滩以粉细砂岩和紫红色泥岩为主,测井曲线特征表现为指状、锯齿状或平直状。
1.2 精细合成记录标定
精细合成记录标定是精细构造解释和地震储层预测中最基础的关键技术之一,是联结地质认识与地震资料的桥梁,标定结果的好坏直接影响到地震相关工作的质量和效果。在沉积环境比较稳定、地层厚度变化不大的地区,可选择与目的层邻近的区域标准层作为参考层,而对于沉积环境不稳定、以河流相沉积为主的地层,由于河道不断下切、合并、分叉以及交错叠置等纵横向上的变化,容易导致邻井标定在横向上不一致,必须在准确标定区域标准层的同时,再选出合理的参考标志层,即在邻近目的层处,选择在全区具有连续反射同相轴的地层(相同沉积环境)作为参考标志层,再对该参考标志层之上或之下的目的层进行岩性和沉积环境的标定及解释[21]。
选取沉积环境比较稳定的下达乌尔组M-II底砾岩为区域标准层,以地震反射同相轴比较连续的上达乌尔组M01顶界面为参考标志层,对全区60多口井开展了精细合成记录标定,弄清了目的层段的地震反射特征:M02顶界面对应地震反射波峰,在油田范围内比较稳定,M022顶界面和M02底界面分别对应地震反射波谷和由谷到峰的零相位(图1)。
图1
通过精细地震合成记录标定,确定了合理的层位追踪和断层解释方案,建立了等时地震地层格架,为井震联合地层对比和后续地震储层预测工作打下了坚实的基础。
1.3 地震属性分析
1.3.1 正演模拟
为了弄清辫状河相单砂体及不同砂体组合模式对应的地震响应特征,开展了地震正演模拟研究。基于精细合成记录标定结果,参照油田北部和东部区域的连井地震剖面建立了等比例正演模型,正演模拟结果与原始地震数据非常吻合:
1) 与地震调谐厚度(15.0 m)大致相当的单砂体表现为短轴、亮点强反射特征,顶界对应波峰,底界对应波谷,而薄单砂体对地震反射波形也有一定的影响(图2)。
图2
2) 油田北部的双砂层模式与油田东部上砂下泥的单砂层模式具有明显不同的地震反射特征:双砂层叠置模式下,M02底界面大致对应地震反射波谷,而单砂层模式下M02底界面对应地震反射波峰(图2)。
地震正演模拟结果表明地震响应特征与砂体组合模式和砂体发育情况具有较好的对应关系,说明利用地震资料来预测砂体的展布规律是可行的。
1.3.2 属性分析
在油田范围以内,三维地震资料信噪比较高、品质较好,振幅类属性能够有效地反映砂岩储层的宏观展布趋势,单个辫状河相心滩砂体在地震剖面上表现为短轴亮点强反射特征,在平面上整体呈NW—SE走向。
图3
图4
图5
图6
1.4 地震反演可行性分析
测井资料是测井约束反演低频和高频信息的可靠来源,但是辫状河相河道砂体在纵横向上变化较快,难以利用测井资料建立符合实际地质特征的初始地质模型,不适合开展基于模型的地震反演。
因此,为了解决地震属性分析存在的多解性问题,同时对薄砂体进行有效预测,拟定了如下综合地震反演储层预测技术流程(图7):首先,利用约束稀疏脉冲反演方法预测砂体的宏观展布规律;然后,结合砂体的宏观展布规律,利用地质统计学反演方法精细刻画薄砂体展布特征。
图7
图7
综合地震反演储层预测流程
Fig.7
Flow chart of comprehensive seismic inversion reservoir prediction
1.5 约束稀疏脉冲反演
测井资料(特别是声波测井资料)是约束地震反演处理中非常重要的基础资料,在使用前应该进行环境校正和标准化等处理,以消除由于井壁垮塌、井径不规则等带来的测量误差,并解决由于测井仪器和测井时间等不同造成的刻度不一致问题。本次研究以测井曲线质量较高的新井(B-HB)为标准井进行测井曲线标准化,其纵波阻抗直方图表现为双峰特征,其中低阻抗峰值对应砂岩,高阻抗峰值对应泥岩,经过标准化之后,建立的低频模型在横向上能量均衡,能够很好地反映储层沉积规律。然后,经过精细合成记录标定、多井综合子波提取、建立低频模型和反演参数质控之后进行反演处理,最终的反演结果忠实于原始地震数据,而且与井资料之间具有较好的对应关系(图8)。
图8
图8
约束稀疏脉冲反演波阻抗剖面
Fig.8
Constrained sparse spike inversion P-wave impedance profile
图9
图10
1.6 地质统计学反演
地质统计学反演又称为不确定性反演,能够对薄砂岩储层进行有效预测。该反演方法采用严格的马尔科夫链—蒙特卡罗算法,以地震数据为硬约束、以井点地质统计学参数为软约束进行反演,反演结果为波阻抗数据体、岩性体和岩性概率体等,既忠实于原始地震数据,同时也符合钻井统计规律。该技术的关键在于测试和优化地质统计学反演参数,同时对反演结果进行抽井检查,其技术流程见图7。
1.6.1 地质统计学参数测试
1.6.2 地质统计模拟
然后利用参数测试获得的多个参数组合分别进行地质统计模拟,将模拟结果与约束稀疏脉冲反演结果进行比较,选择在砂体规模和岩性比例等方面较为吻合的参数组合进行地质统计学反演。
1.6.3 地质统计学反演
图11
图11
地质统计学反演抽井检查岩性剖面
Fig.11
Blind well test lithologic profile of geostatistical inversion
图12
图12
地质统计学反演波阻抗镂空剖面
Fig.12
Geostatistical inversion P-wave impedance Hollowed-out profile
1.7 预测结果
图13
图14
2 预测结果在油田滚动评价中的应用效果
综合地震储层预测技术在B油田的应用效果非常显著,其应用成果为油田的滚动评价和剩余油挖潜提供了有力依据,成功部署了多口评价井和加密开发井,为油田的增储上产做出了巨大贡献。
由于油田东部断块的构造和储层特征均不落实,井位部署风险较大,勘探评价工作多年来一直停滞不前。通过本次综合地震储层预测工作,落实了该区的构造和储层分布特征,预测该区块砂体发育模式与油田东部主体区相似(M021优质砂岩储层较发育,而M022以泥岩为主,砂体欠发育)。2019年7月在东断块构造高点部署钻探了B-HI井,在M021获得工业油流,钻遇砂岩储层厚12.8 m,而钻前地震储层预测厚度为10.5 m(图13),预测相对误差小于18%,在无井控制下能达到如此高的预测精度证实了预测结果的可靠性和精确性。目前该井日产稳定,含水率低,控制含油面积约0.8 km2,新增可采储量较为可观。在油田年产量急剧下滑以及紧张的合同末期评价背景下,该井的钻探成功意义重大。
2)开发井。2017年9月在油田东部主体区部署了B-HJ和B-HC两口加密井,均在M021钻遇了14.0 m和 10.0 m厚的砂体,而地震储层预测砂体厚度分别为11.0 m和8.5 m(图13),预测相对误差分别为21%和15%,说明预测精度较高,为油田东部主体区的剩余油挖潜发挥了巨大作用。
3 结论与认识
通过综合地震储层预测技术在B油田的成功应用得出了以下几点认识,为辫状河相砂体地震储层预测提供了有效的思路,对类似区块具有借鉴和指导意义。
1)通过区域标准层和参考标志层对地震合成记录标定进行多级质控,可以有效解决辫状河流相砂体纵横向上变化快导致的邻井标定不一致问题。
2)地震正演模拟可以弄清不同地层组合模式对应的地震响应特征,使地震属性分析更具针对性,从而正确认识地震属性分析取得的效果以及存在的多解性。
3)地震反演可以消除地震属性分析存在的多解性,但不同的地震反演方法各有其特点和优缺点,应根据储层地质和地球物理特征制定有效的综合地震储层预测思路,优选适用的地震反演方法来逐步解决各种地质问题。
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利用谱分解技术对原始地震数据体进行相应的数学变换可得到调谐体、时频体和单频体(振幅体和相位体), 进而通过对调谐体、时频体和单频体的解释得到对目标体的地质认识。本文应用最大熵法定量求取储层厚度, 并对误差进行分析,同时运用频率扫描方法定性预测储层厚度变化,并利用广义S变换方法和交会融合预测沉积微相。首先,通过多井对比, 分析测井相和砂体厚度; 然后通过井震结合, 分析各井对应井段的薄层砂岩振幅调谐体, 确定合理的调谐频率, 并对砂体厚度进行分析; 再通过建立响应频率、砂体厚度与沉积微相之间的交会关系, 在测井微相约束下预测沉积微相。应用结果证实,谱分解技术结合井资料可直观地反映河道砂体储层厚度分布和沉积微相区带展布规律。
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Spectrum decomposition uses mathematical transformation to get tuning cube, time-frequency volume and single frequency volume (amplitude and phase) from seismic data. Maximum entropy method is applied in this article to calculate reservoir thickness, and the error is analyzed. At the same time the frequency scanning method is used to predict reservoir thickness and GST and RGB are used to predict sedimentary microfacies. First the log facies and sand body thickness are analyzed. Then the tuning amplitude of thin layer sandstones is used to determine reasonable tuning frequencies and analyze sand body thickness. Finally crossplots among response frequency, sand thickness, and sedimentary microfacies are built to predict the sedimentary microfacies under the restriction of well logging microfacies with logging-microfacies constrain. Application results confirm that the spectral decomposition combined with well data can intuitively reflect channel sand reservoir thickness and sedimentary microfacies belt distribution.
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Stochastic seismic inversion and channel sandbody prediction in dense well pattern areas
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